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A Vale e a Komatsu se unem para desenvolver e testar nos próximos dois anos, em parceria com a Cummins, caminhões fora de estrada bicombustíveis. Ou seja, movidos a uma mistura de etanol e diesel. A iniciativa, rodar com etanol no tanque, segundo as empresas, é pioneira em caminhões desse porte no mundo. Afinal, são veículos com capacidades entre 230 e 290 toneladas. Todavia, com o desenvolvimento as empresas querem avançar com práticas sustentáveis no setor de mineração. Dessa forma, essa colaboração dá início ao Programa Dual Fuel. Em outras palavras, a meta é contribuir para a Vale atingir a redução de emissões de carbono de escopos 1 e 2 (diretas e indiretas) em 33% até 2030 e zerar as emissões líquidas até 2050. Os motores da Cummins serão convertidos O programa consiste na conversão dos atuais motores a diesel de caminhões fora de estrada para uma mistura de etanol e diesel. Para isso, os caminhões adaptados utilizarão até 70% de etanol na mistura. Dessa forma, a redução nas emissões diretas de CO2 será de até 70% em relação aos veículos movidos a diesel. eldquo;Retirar de nossas operações de mina um combustível fóssil como o diesel é fundamental para atingirmos nossas metas de descarbonização. A aplicação da solução na frota existente é um excelente caminho para avançarmos nesse processoerdquo;, explica o diretor de engenharia para operações de mina e usina da Vale, José Baltazar. As emissões de diesel das operações de mina respondem por 15% das emissões diretas de CO2 da Vale. Entre os equipamentos de mina, o caminhão fora de estrada é o maior consumidor de diesel. Portanto, o maior emissor. A opção pelo etanol se justifica por já ser um combustível adotado em larga escala no Brasil. E com uma rede estabelecida de fornecimento.

O petróleorecuou nesta terça-feira (16), enquanto preocupações com a demanda da China abaixo da expectativa continuaram pesando sobre os preços, e o dólar fortalecido nas divisas desenvolvidas reduziu a atratividade do óleo para países estrangeiros. Na New York Mercantile Exchange (Nymex), o WTI para agosto encerrou a sessão em baixa de 1,40% (ou US$ 1,15), a US$ 80,76 por barril. Na Intercontinental Exchange (ICE), o Brent para setembro caiu 1,32% (ou US$ 1,12), a US$ 83,73 por barril. Em relatório, o Commerzbank destaca que o processamento de petróleo bruto na China caiu para o menor nível em seis meses em junho, sinalizando arrefecimento da demanda e queda da rentabilidade de refinarias. Para o analista do banco alemão Carsten Fritsch, as refinarias não têm dado conta de exportar o excesso de produção diante da queda da demanda externa. Para o TD Securities, eldquo;o mercado de petróleo pode estar prestes a entrar em colapsoerdquo;. O banco canadense afirma que seu monitoramento próprio tem indicado queda na procura global por matérias-primas, e que as pressões descendentes continuarão aumentando, eldquo;caso não tenham impulso adicional ao risco de ofertaerdquo;, escreve. A analista de Mercados do City Index, Razan Hilal, diz que o gráfico de preços do WTI tem indicado novas quedas no horizonte, visto que passa por um período de consolidação perto dos US$ 80 por barril, e o próximo nível de suporte deve ficar entre US$ 77 e US$ 74.

A gasolina e o etanol subiram em todas as regiões do Brasil na primeira quinzena de julho, informa o Índice de Preços Edenred Ticket Log (IPTL) divulgado nesta terça-feira, 16. No levantamento nacional, a gasolina teve alta de 1,16%, alcançando o preço médio de R$ 6,09, enquanto o etanol chegou a R$ 4,08 após variação de 2,26% no período. "Os números refletem o reajuste de 7,11% anunciado pela Petrobras, aumento que passou a valer para as distribuidoras no último dia 9. Novos reflexos no bolso dos consumidores após essa alta deve acontecer ao longo de todo o mês de julho", avalia o diretor-Geral de Mobilidade da Edenred Brasil, Douglas Pina. Na análise regional, o maior aumento da gasolina foi registrado nos mercados do Sul e do Centro-Oeste, de 1,3%, registrando preço médio de R$ 6,04 e R$ 6,09, respectivamente. Ainda para a gasolina, o Norte registrou o maior preço médio, de R$ 6,48, enquanto a média no Sudeste foi a mais baixa, a R$ 5,95. Já no levantamento por Estado, a maior média foi registrada no Acre, a R$ 6,98, enquanto o menor valor foi encontrado por R$ 5,82 nas bombas de São Paulo. O maior aumento de preço foi encontrado no Maranhão, de 2,3%, cuja média de preço chegou a R$ 6,14, enquanto a maior redução se deu no Amazonas, queda de 0,31%, com o combustível sendo encontrado a R$ 6,41, em média. Na análise por regiões para o etanol, ainda que tenha registrado o maior aumento, de 2,3%, o Centro-Oeste é a região com o combustível mais em conta, a R$ 3,96. Já o etanol com a média mais alta foi encontrado nos postos do Nordeste a R$ 4,68, enquanto o menor incremento, de 0,8%, aconteceu nas regiões Norte e Nordeste. No recorte por Estados, o Sergipe registrou a maior média, de R$ 5,10, após alta de 0,3%. Já o menor preço médio foi achado nas bombas de São Paulo, a R$ 3,85, ainda que com a consequência de uma alta de 2,1%. O maior aumento, de 4,8%, foi visto em Rondônia, onde o combustível foi encontrado a um preço médio de R$ 4,97, enquanto a maior redução, de 0,4%, aconteceu na Bahia, que levou o etanol a custar R$ 4,54 no período. "Quando comparado à gasolina, o etanol se mostra mais competitivo em 15 Estados brasileiros, sendo mais econômico em todos os Estados das regiões Centro-Oeste e Sul. Além disso, o etanol é mais vantajoso do ponto de vista ecológico, já que emite menos poluentes na atmosfera e, como resultado, contribui para uma mobilidade de baixo carbono", explicou Pina. O IPTL é um índice de preços de combustíveis levantado com base nos abastecimentos realizados nos 21 mil postos credenciados da Edenred Ticket Log.

Durante a primeira quinzena de julho, tanto a gasolina quanto o etanol apresentaram aumento no preço nas bombas de todas as regiões do Brasil, de acordo com o Índice de Preços Edenred Ticket Log (IPTL). O primeiro combustível teve acréscimo de 1,16%, chegando a uma média de R$ 6,09, enquanto o segundo subiu 2,26%, para R$ 4,08. O levantamento consolida o comportamento de preços das transações nos postos de combustível e tem como base os abastecimentos realizados em 21 mil postos credenciados da Edenred Ticket Log. De acordo com Douglas Pina, diretor-geral de mobilidade da Edenred Brasil, os números refletem o reajuste de 7,11% anunciado pela Petrobras (PETR3; PETR4). eldquo;Novos reflexos no bolso dos consumidores após essa alta devem acontecer ao longo de todo o mês de julhoerdquo;, complementa. Na terça-feira passada (9), começou a valer o reajuste realizado pela estatal que aumentou em R$ 0,20 o litro da gasolina em distribuidoras, para R$ 3,01. Esse foi o primeiro ajuste realizado pela gestão da recém-empossada CEO Magda Chambriard, o último aumento havia sido em 16 de agosto de 2023. Etanol fica 4,8% mais caro em Rondônia e gasolina tem custa R$ 6,09 no Centro-Oeste Nas regiões Sul e Centro-Oeste, o aumento no preço médio da gasolina foi o maior, chegando a 1,3% e R$ 6,04 e R$ 6,09, respectivamente. A região Norte apresenta a maior média para o combustível, de R$ 6,48, e o Sudeste a mais baixa, R$ 5,95. Ainda na análise regional, o etanol no Centro-Oeste é o mais em conta, com o preço chegando a R$ 3,96. No Nordeste, a média para o combustível é a maior, a R$ 4,68. Ao observar a média nos Estados brasileiros, a gasolina no Maranhão foi a que apresentou a maior variação, ficando 2,3% mais cara. Já para o etanol, o combustível foi elevado em 4,8% em Rondônia. Pina afirma que, quando comparado à gasolina, o etanol se mostra mais competitivo em 15 Estados do país, sendo mais econômico em todos os das regiões Centro-Oeste e Sul.

A combinação da expansão do mercado de veículos elétricos com ganhos de eficiência energética nos motores a combustão tem potencial de reduzir as emissões da mobilidade brasileira em 15% a 17,5% em quatro anos, aponta um estudo do ICCT Brasil publicado esta semana. A organização de pesquisa sobre transporte limpo avalia que o Mover, novo programa de incentivo à eficiência e descarbonização da indústria automotiva tem potencial para alavancar a oferta de modelos elétricos e híbridos no país, considerando os anúncios em investimentos na fabricação nacional. Desde seu lançamento, em dezembro de 2023, montadoras já anunciaram planos de investimentos no Brasil que somam R$ 130 bilhões, segundo cálculos do governo federal. No final do mês passado, quando a lei que cria o programa foi sancionada, 89 empresas, em nove estados, já estavam habilitadas para receber os incentivos previstos na política setorial endash; ao todo, serão R$ 19,3 bilhões de créditos financeiros entre 2024 e 2028. Para fazer jus ao benefício, as empresas habilitadas precisam cumprir critérios de sustentabilidade e inovação. Não à toa, boa parte dos anúncios feitos pelas montadoras miram híbridos e eletrificados. eldquo;As metas de descarbonização do Mover provavelmente serão atingidas por uma combinação de ganhos de eficiência energética nos veículos com motores a combustão e introdução de novas tecnologias. Em particular, é esperado um aumento da produção nacional de veículos híbridos (HEVs), híbridos plug-in (PHEVs) e veículos elétricos à bateria (BEVs)erdquo;, observa o ICCT. O estudo analisou o potencial de redução de gases de efeito estufa (GEE) em uma série de cenários com combinações de tecnologias veiculares diversas. Uma das conclusões é que, com o Mover, os veículos elétricos e os híbridos contribuirão fundamentalmente para as metas do novo programa, em contraste com as metas do antigo Rota 2030 endash; que tinha o foco na eficiência energética. No cenário com maior potencial de redução de emissões (15-17,5%) os BVEs alcançam um market share de 12% em 2027, associado a reduções de emissões do poço à roda de 9% nos cenários projetados para o período. A mitigação é superior à alcançada por ganhos de eficiência energética nos veículos à combustão, que representam 73% das vendas. Já os híbridos e híbridos plug-in, com market shares de 9% e 6%, respectivamente, contribuem para reduções de emissões de 1% e 2%. eldquo;Estes resultados estão em linha com o maior potencial de mitigação dos BEVs no Brasil, que em nossas estimativas emitem de 65% a 67% menos do que veículos a combustão flex no ciclo de vidaerdquo;, explica o relatório. Eletrificação de nicho Há ainda um potencial explorado em segmentos específicos como picapes e compactos que, de acordo com o ICCT, poderia melhorar o grau de descarbonização da mobilidade individual. eldquo;Até 2023, picapes compactas e grandes não contavam com modelos elétricos com vendas acima de 100 unidades. Outros segmentos, principalmente de veículos menores, como compactos e subcompactos, ainda possuem uma oferta limitada de elétricos a bateriaerdquo;, completa.

O Ministério de Minas Energia (MME) tenta avançar com o debate do licenciamento ambiental para o setor de petróleo e gás. Sob o argumento de necessidade de reposição de reservas para a segurança energética nacional, a pasta está recebendo sugestões, após se reunir com entidades do setor. Tenta ainda destravar blocos para os próximos leilões, previstos para retornar em 2025. Na sexta passada (12/7), o MME debateu a questão com agentes do setor e abriu uma consulta pública para colher sugestões para aprimoramento das estratégias e políticas que envolvam questões ambientais e a segurança energética. O MME espera que as manifestações conjuntas com o Ministério do Meio Ambiente e Combate às Mudanças do Clima (MMA), necessárias para inclusão de novos blocos no sistema de oferta permanente da ANP, devem sair ainda este mês. Com o vencimento dos atos editados a partir de 2012, quando a regra foi criada, centenas de blocos deixaram de estar disponíveis para os leilões da ANP, de 2023 para cá. Além disso, em breve deverá ser editado Decreto que trata da criação de Comissão Interministerial de Avaliação de Área Sedimentar (CIAAAS), permitindo que sejam avaliados e aprovados os estudos já realizados para as bacias de Solimões e SEAL/Jacuípe, visando habilitar a oferta de novos blocos. Durante a reunião, que contou com a participação de representantes da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), do Instituto Brasileiro do Petróleo e Gás Natural (IBP), da Agência Nacional do Petróleo (ANP) e da Pré-sal Petróleo S.A (PPSA), o MME apresentou propostas para dar celeridade ao licenciamento. O MME está argumentando que sem a reposição de reservas, o país perde capacidade de produção a partir de 2030. A pasta publicou uma projeção de perdas em participações governamentais (royalties e participações especiais) de quase R$ 3 trilhões entre 2032 e 2055. Acesse a apresentação (.pdf). A conta considera o declínio da produção apontado pela EPE, considerando um cenário de interrupção de investimentos, sem renovação de reservas e exploração de novas fronteiras. As áreas a serem liberadas imediatamente incluem 23 blocos em Solimões e 22 blocos em Sergipe-Alagoas. Prontas para assinatura da Comissão Interministerial do MME/MMA estão 39 blocos na Bacia São Francisco, 40 blocos e um campo de acumulação marginal na Bacia Potiguar e 11 blocos no pré-sal. Em análise pelo Grupo de Trabalho Interinstitucional de Atividades de Exploração e Produção de Óleo e Gás (GTPEG) do MMA estão 81 blocos exploratórios e cinco campos de acumulação marginal nas Bacias Baianas (Recôncavo, Tucano e Mucuri); 27 na Bacia do Parnaíba; 28 blocos na Bacia do Ceará; dois blocos na Bacia do Tacutu; e 55 blocos na Bacia de Pelotas. Ao todo, são 278 áreas envolvidas. As etapas envolvem a seleção da área, o termo de referência, o estudo ambiental sedimentar e relatório conclusivo. Só então, a comissão interministerial do MME e MMA tomam a decisão. Dentre as propostas de melhoria dos processos de licenciamentos em curso estão o planejamento anual das atividades, o desenvolvimento de painéis de acompanhamento e desenvolvimento de uma governança para acompanhamento. Outro ponto a ser implementado é um guia de boas práticas pela indústria, a ser elaborado e apresentado pelo IBP e operadores. Na reunião, o MME também apresentou dados da 11ª Rodada de Licitações, de 2013, que previa exploração na Margem Equatorial, mas não avançou desde então devido a questões de licenciamento ambiental. São 23 contratos e 34 blocos exploratórios, que representam 28,9% dos blocos offshore no Brasil, incluindo o FZA-M-59, da Petrobras. As projeções indicam necessidade de US$ 56 bilhões em investimentos e uma contrapartida em arrecadação de US$ 200 bilhões. Proposta parada Até o momento, foram contratadas Avaliações Ambientais de Área Sedimentar (AAAS) para as bacias marítimas de Sergipe e Jacuípe; e para o Solimões, no Amazonas, em terra. Legalmente, esses estudos não são obrigatórios para emissão de licenças ambientais pelo Ibama, seja na Foz do Amazonas ou quaisquer outra região madura ou de nova fronteira. Os resultados possíveis de uma AAAS são a indicação se uma área é apta, não apta ou demanda uma moratória para desenvolvimento de soluções para a exploração segura de petróleo e gás. Nunca se chegou a uma conclusão do tipo e a Margem Equatorial não foi uma prioridade para contratação das AAAS, criadas em 2012, no governo de Dilma Rousseff (PT). As incertezas quanto à exploração na região afastou petroleiras. Em 2021, TotalEnergies deixou de vez o projeto; em seguida foi a vez da BP, restando a Petrobras como operadora dos blocos. Aliás, a TotalEnergies opera ou é sócia em blocos na Guiana e no Suriname, onde anunciou eldquo;descobertas significanteserdquo; de óleo em 2022. Os dois países estão desenvolvendo a indústria de óleo e poços foram perfurados também na Guiana Francesa, que faz fronteira marítima com Brasil.